电力市场何以为“ 新 ”

翁 爽

回顾我国电力体制改革历程，无论是上世纪八十年代末的集资办电，还是上世纪九十年代末的政企分开、厂网分开，都极大地促进了生产力的发展，改变了彼时长期的缺电局面。

较之过去直指“ 短缺 ”这一单项目标的电力改革，当前的改革任务中叠加着发展范式转型和产业结构升级等诸多更具挑战的命题。伴随着我国先后提出构建新型电力系统、加快规划建设新型能源体系等要求，电力市场的建设任务变得更加复杂和艰巨。构建新型电力系统，需要新型电力市场与之相匹配，但电力市场何以为新？新在哪里？在中电联主办的首届电力市场高端论坛上，与会专家聚焦“ 新型 ”，提出诸多建设性意见。

新型电力市场要有新的价值体现

新型电力系统中出现的最大变量，在于新能源的大规模发展。随着电力系统加快向清洁化、低碳化的方向发展，电力市场的建设条件也发生着深刻变化。

中国工程院院士舒印彪表示，在新型电力市场中，各类发电主体的物理成本特性发生了显著变化。“ 传统火力发电的燃料成本占度电成本的60%～70%，而新能源发电运行成本低、消纳成本高，成本特性相反的发电资源在市场中同台竞争，显示出电力市场中电源特性趋向多元化。”舒印彪说。

新能源发电具有不稳定性，其出力波动直接影响系统边际成本。为落实新能源保障性收购政策，确保新能源发电全额消纳，新能源在现货市场中“ 优先出清、优先消纳 ”，这也使得常规电源如火电等在现货市场中需要根据新能源预测情况调整报价策略：当新能源出力较小时，火电竞价空间较大，现货价格走高；当新能源大发时，火电竞价空间被大幅压缩，考虑自身中长期履约需要，避免短时间内频繁启停机组，申报零价维持机组在线运转，现货价格也随之走低。而新能源在参与现货市场后同样处于“ 有量无价、有价无量 ”的境遇，其市场价格普遍低于保障性收购价格。

在我国第一批电力现货试点的试运行中，新能源发电波动性对现货出清价格产生了越来越大的影响，“ 地板价 ”“ 天花板价 ”出现比例较高。据统计，2022 年，山西出现零价时长达到1217小时，最高限价时长681 小时；甘肃出现最低价格时长951 小时，出现最高限价时长达到1468小时。

新型电力系统要同时适应新能源低边际成本和高系统成本，使得电力市场交易规则、价值体现变得更加复杂。传统电力系统中发电侧以火电、水电、气电等为主，容量成本占比较小，但新能源的加入重构了市场建设的逻辑，单一的电能量回报机制无法支撑当前电力系统对多种价值的需要。当前，我国新能源发电量占比已接近15%这一临界点，预计下一步调频、调峰辅助服务费用将显著增长，系统消纳成本将快速上升。在当前及今后较长时期内，煤电将在维持电力电量平衡、保障电力稳定供应方面发挥兜底作用，但在辅助服务“ 零和博弈 ”、容量保障机制缺失的情况下，煤电的可持续发展受到了极大挑战。与会嘉宾认为，新型电力市场的规则设计要在传统电力市场基础上，进一步丰富、扩展。“ 要更加系统地设计运营中长期现货等交易品种，更加灵活地兼容传统和新兴市场主体，使之更加符合我国国情。”国家电网有限公司副总经理、党组成员陈国平说。

“ 一方面，促进新能源的大规模开发和高效利用，需要构建全国统一大市场，增加市场交易的规模和品种；另一方面，为实现能源绿色低碳转型，各类资源不同价值，如安全价值、容量价值、灵活价值、减碳价值、绿色价值都需要在市场中予以体现。”舒印彪说。

新型电力市场支撑新的平衡模式

在新能源提速发展的背景下，电力系统平衡模式进一步演化，一方面，分布式、微电网等就地消纳的业态模式将成为新型电力系统的重要发展趋势之一，另一方面，跨省跨区电力交换的需求将不断增长。

陈国平认为，在“ 十四五 ”及“ 十五五 ”时期，负荷增长会远大于有效电源供给，一些地区仍然存在电力缺口。在这种情况下需要发挥省级政府电力保障方面的作用，做好省间和省内市场的衔接。

陈国平表示，西北电网的新能源装机大概是最大负荷的1.6 倍，甘肃的新能源装机已经接近当地最大负荷的1.8 倍，尤其需要借助全国统一电力市场，打破省间壁垒。

但随着整体电力供需偏紧，目前部分地区省内需求增速超过有效容量增速，各省在本省电力保供压力下，优先保障省内供需平衡，在一定程度上产生了省内平衡和外送履约不能兼顾的问题，新能源难以预测的特点也影响到外送合同的履约率，“ 紧张时送端不送、宽松时受端不要 ”的情况时有发生。同时，各省电力市场的交易规则不尽统一，制约了省内资源大规模优化配置的能力。

目前，政府规划和市场运行缺乏有效衔接，造成投运的线路长期电量和价格曲线难以达成一致，影响中长期市场的成交，以及资源大范围配置的能力，以省为主体的电力发展保供格局与全国资源优化配置需要进一步统筹协调，省间省内价格衔接机制也需要进一步完善。

“ 要坚持市场化方向，推动构建有效的市场竞争体系和价格形成机制，用有效市场提升电力资源优化配置，市场机制暂时难以发挥效用的领域，要充分发挥政府统筹协调的重要作用。”舒印彪说。

随着区域经济一体化的推进，部分地区探索构建区域一体化市场，未来或将整体作为交易单元参与全国统一电力市场。在论坛上，国家能源局监管总监黄学农表示，完善电力交易平台运营管理和跨省跨区市场交易机制，贯彻京津冀协同发展、长三角一体化、粤港澳大湾区建设等全国重点战略，鼓励建设相应的区域电力市场。

2022 年12 月，南方区域电力市场完成首次调电试运行，并于今年3 月开展“ 日前+实时 ”出清不间断试运行。南方五省区是国家战略密集布局区域，近年来产业加快转型升级，人口持续流入，聚集效应明显，电力市场空间巨大。但区内常规能源对外依存度逐年增高，清洁能源开发潜力有限，区内非化石能源可开发潜力不到全国的8%，保障能源安全供应面临很大压力，预计广东、广西、云南、贵州可能面临部分时段甚至较长时期的供应紧张问题。广州电力交易中心总经理钟声表示：“ 加强省间余缺调剂，扩大闽粤联网交易规模，通过省间互济化解电力供应缺口，稳定跨区跨境交易规模，适时开展老电回送、置换交易，拓展当前现货市场的覆盖面，将原来广东成熟的现货经验向五省拓展，在更大范围内反映电力时空价值。大市场中的主体更多元、业态更丰富，在创新、投资、创造就业、推动产业升级等方面具有无限的想象空间，这是非常值得期待的改革红利。”

新型电力市场助力新的开发模式

在新型电力系统中，供给侧电源多元化发展，非化石能源发电逐步转化为装机主体和电量主体，化石能源提供兜底保供作用，通过不同能源时间差、季节差的互补，以及跨地区、跨流域补偿调节，共同推动降低碳排放强度。在多种能源更加频繁和密切的跨时空交互中，亟需转变过去各类电源各自为政的发展模式。

在提升能源清洁利用水平和电力系统运行效率的目标驱使下，源网荷储一体化和多能互补项目开发热度不减。“ 源网荷储一体化和多能互补是新型电力系统发展的重要方向。源网荷储一体化模式通过强化各环节互动，充分挖掘系统调节能力和需求侧资源，有利于各类资源协调开发和科学配置；多能互补发展侧重大型能源基地开发，因地制宜，采取风能、太阳能、水能、煤炭及一定比例的储能等多能源品种发电相互补充，适度配置一定比例的储能，可实现综合效益的提升。”中国华能集团副总经理李向良说。

当前，风光大基地开发已成为新能源大规模发展的重要支撑点，推进力度前所未有。但大型能源基地投资建设和运营成本收益涉及到电力辅助服务、容量补偿、绿证等市场政策，需要在多重因素下科学评估规划方案对电力系统带来的经济效益。“ 大型能源基地规划需要考虑到多能耦合、系统平衡、安全外溢等多方面因素，目前业内对风光水火储出力互补特性的研究还不够充分，需要进一步加强研究，确定风光水火储最优规模和外送容量配比。”李向良表示。

为进一步优化市场环境下大型能源基地规划的技术经济性，李向良认为，应推进大型能源基地关键规划参数的优化技术攻关，确定各类电源配比、储能配置规模和输电通道容量的最优选择，针对大型能源基地多场景和典型运营方式，以市场价格为引导，以电网安全为保证，深入研究多目标优化技术，构建电力市场环境下大型能源基地一体化规划模型，形成相关技术规则，为深入推进新型能源体系建设夯实基础；推动电力规划与市场化改革耦合开展，不断创新电力系统结构形态和运行模式，充分挖掘多能源时空价值互补特性，避免在大型能源基地规划布局中以“ 一刀切 ”的方式设置火电与新能源配比，风电与光伏配比，储能规模和市场相关要求，提高资源综合利用效率，降低能源转型革命的社会主成本；建立大型能源基地规划建设协调机制，确保新能源、支撑调节电源、外送通道三要素协同，实现大型能源基地规划一体化，建设实施一体化。

新型电力市场呼唤新的避险机制

较之传统电力市场，新型电力市场的高风险和高不确定性，决定了市场中的避险机制不可或缺。

2021 年10 月，“ 1439 号文 ”印发后，我国执行多年的工商业目录电价成为历史，“ 能跌能涨 ”的市场化电价机制进一步建立健全，长年不曾真正经受市场考验的市场主体将直面价格风险。

发挥市场的价格职能，使企业规避价格风险，建立期货市场是行之有效的方式之一。2022 年8月1 日，《中华人民共和国期货和衍生品法》正式实施，指出“ 国家支持期货市场健康发展，发挥发现价格、管理风险、配置资源的功能。”上海期货与衍生品研究院高级研究员陆振翔表示，电力期货和电力场外衍生品交易将是我国电力市场发展的重要方向之一，电力期货将成为解决我国电力市场建设中诸多问题和矛盾的突破口之一。

陆振翔认为，随着未来现货市场占比进一步提升，中长期和现货价格之间的统筹问题可能会越来越突出，电力期货可以在锚定现货价格的基础上，为中长期合约提供定价参考，进而为发电用户在签订合同时提供一个新的价格选择；同时，期货市场还可以服务于新能源市场发展，尤其是为绿电交易提供新的定价场所。“ 我国可再生能源资源丰富，但供需还是存在一定程度的错配，这决定了绿色电力需要在更大的范围内进行资源的配置，所以未来电力期货很重要的作用就是发挥新能源的跨省跨区大范围的资源配置功能。”陆振翔说，“ 此外，利用期货和现货市场价格高度相关性，可建立价格对冲机制，形成风险管理机制，发挥避险作用。”

美国和欧洲在电力市场建设初期即推出电力期货，澳大利亚、新加坡和日本等国家则在用电侧全面放开时推出电力期货，以帮助电力市场参与者管理风险。全球能源转型背景下，各交易所尝试通过创新帮助客户应对可再生能源发电大幅增长带来的风险，包括上市更短交付期（周度、周末、日度等）的电力期货，以及新能源（风电）指数期货等。

本刊上期刊发的《现货渐入佳境 期货未来可期》一文中指出，“ 电力期货市场推进可通过试点先行、专业先行的方式，逐步扩大市场范围。在市场建设初期，可针对当前电力市场化交易程度较高、现货市场建设较完善、价格波动较大、阻塞情况较严重、风险管理需求较大的地区，推出电力期货测试品。”同时，文章强调，“ 电力现货市场能够发现真实的价格信号，是建立电力期货市场的基础。”

“ 期货和中长期市场最大的不同点是期货的标准化程度非常高，参与消费的投资者群体会更加多样，不同类型的群体对于未来供需判断不一样，风险偏好不一样，因此交易会更加活跃，流动性更好。而更好的流动性，恰恰可以满足产业客户在时间周期上的个性化需求。”广州期货交易所商品事业部总监陈锐刚说，“ 希望期货交易所能够尽早参与到现货市场相关机制的制定过程中，从期货市场发展角度出发，共同促进电力市场建设的逐步完善。”